动力车间整流工段主要设备维修保养规程

动力车间整流工段主要设备维修保养规程目录TOC\o"1-1"\h\u224521整流机组检修试验规程 1198472整流柜检修规程 4198133动力变检修试验规程 6165054整流所SF6断路器检修试验规程 928505整流所10KV补偿装置检修试验规程 1129846整流所氧化锌避雷器检修试验规程 12174137整流所隔离开关检修试验规程 1368658整流所接地开关检修试验规程 14198979变压器检修规程 151082710整流所循环水系统检修规程 28900211PT\CT互感器检修试验规程 291整流机组检修试验规程1.1适用范围1.1.1本规程规定了整流所110KV整流机组检修试验技术要求。1.2检修周期1.2.1设备中修每年春季进行一次。1.2.2设备小修每年秋季进行一次。1.2.3变压器投入一年应进行内部检查。1.2.4运行中的变压器可根据设备中小修各项检查结果，决定是否需要停电进入内部检查或实施变压器大修。1.2.5设备特殊情况如存在缺陷隐患随生产需要进行临时检修试验。1.2.6每季度进行变压器油的分析试验。1.3设备小修1.3.1设备清扫检查。1.3.2有载开关及其滤油机检查。1.3.3油风冷却器检查。1.3.4变压器控制、信号、保护系统检查。1.3.5如油色异常或出现其它故障进行绝缘油色谱分析。1.4设备中修1.4.1设备检查清扫。1.4.2绝缘油中溶解气体色谱分析。1.4.3绝缘油简化试验。1.4.4绕组直流电阻测量。1.4.5绕组绝缘电阻、吸收比、极化指数测量。1.4.6绕组的介损测量。1.4.7铁芯的绝缘电阻测量。1.4.8绕组直流泄漏电流测量。1.4.9一次回路绝缘电阻测量。1.4.10有载开关及其滤油机检查。1.4.11油风冷却器检查。1.4.12变压器控制、信号、继电保护系统检查。1.5变压器内部检查1.5.1设备检查清扫。1.5.2更换变压器密封垫。1.5.3变压器铁芯，绕组检查。1.5.4绕组直流电阻测量。1.5.5绕组绝缘电阻、吸收比、极化指数测量。；1.5.6绕组的介损测量。1.5.7铁芯的绝缘电阻测量。1.5.8绕组直流泄漏电流测量。1.5.9二次回路绝缘测量。1.5.10有载开关的检查测量。1.5.11油风冷却器检查。1.5.12套管检查试验。1.5.13变压器本体电流互感器检查试验。1.5.14气体继电器，温度表等仪表整定校验。1.5.15变压器控制信号保护系统检查。1.5.16绝缘油色谱分析。1.5.17绝缘油简化试验。1.5.17交流耐压试验。1.5.18穿芯螺杆夹件等的绝缘电阻测量。1.5.20空载电流和空载电压测量。1.5.21变压器内部检查。1.5.21.1变压器铁芯检查。1.5.21.2变压器铁芯夹件，支持固定物检查。1.5.21.3变压器绕组绝缘检查。1.5.21.4变压器有载开关检查。1.5.21.5绕组引线、开关引线联接部位检查。1.6检修试验方法、标准1.6.1设备检查清扫1.6.1.1设备应清扫干净整洁，安装件齐全无缺损。1.6.1.2各连接紧固件应连接可靠，无松动锈蚀。1.6.1.3各转动传动部分动作灵活，无卡滞，润滑良好。1.6.1.4导电接触部分应无过热，氧化，弧光灼伤现象，接触部分良好，无腐蚀变形。1.6.1.5仪表齐全，指示正常。1.6.1.6设备密封良好。1.6.1.7吸湿器内干燥剂无受潮失效。1.6.1.8设备定位牢固可靠。1.6.1.9接地完整可靠。1.6.2绝缘油中溶解气体色谱分析1.6.2.1气体含量超过下列任一量度应引起注意并跟踪分析；总烃大于150×10-6氢气大于150×10-6乙炔大于5×10-6单位μL/L1.6.3有载调压开关及其滤油机检查1.6.3.1有载开关升降动作可靠，级数指示正确。1.6.3.2转动传动部分灵活可靠，连接牢固，润滑良好，无锈蚀。1.6.3.3各保护限位开关操作灵活，动作可靠。1.6.3.4滤油机油压正常，气体继电器动作可靠，油位指示正常。1.6.3.5滤油机工作时间达到30min/次。1.6.4油风冷却器检查1.6.4.1油风冷却器动作正确可靠。1.6.4.2各转动部分润滑良好，无卡滞现象。1.6.4.3各密封部位无渗漏，散热管无积尘挂物。1.6.4.4油风冷却器控制系统正确可靠。1.6.5变压器控制、保护、信号系统检查1.6.5.1温度表、压力释放阀、瓦斯继电器信号传输线路完整，采样信息准确可靠。1.6.5.2有载开关，油风冷却器信号传送准确可靠。1.6.6变压器铁芯检查1.6.6.1铁芯叠放整齐，压接良好无松动移位。1.6.6.2铁芯与夹件绝缘良好。1.6.6.3接地引出线完整可靠。1.6.6.4铁芯无过热现象。1.6.7变压器铁芯夹件支持固定物检查1.6.7.1支持固定物安装牢固可靠，无松动错位。1.6.7.2铁芯的引线应单点接地。1.6.8变压器绕组检查1.6.8.1绕组绝缘应完整无损。1.6.8.2绝缘物应无老化过热现象，绝缘物有足够弹性。1.6.8.3绝缘支撑物应牢固无松动无错位。1.6.8.4循环油道畅通无堵塞。1.6.8.5用新绝缘油清洗绕组去掉附着物。1.6.9有载开关检查1.6.9.1触头烧损痕迹，屏蔽罩完整。1.6.9.2绝缘支架固定牢固。1.6.9.3引线包扎绝缘良好。1.6.9.4连接导电部位连接牢固无松动。1.6.10绕组引线、开关引线检查1.6.10.1引线绝缘良好，包扎固定安全牢固。1.6.10.2连接头无松动、过热现象。1.6.11交流耐压试验1.6.11.1调变变压器一次绕组对其余绕组及地试验电压为170KV50HZ1min。1.6.11.2采用中性点交流电压试验。1.6.12空载电流空载电压测量1.6.12.1低压侧电压输出值应与铭牌值相符。1.6.12.2一次加额定电压测量空载电流。2整流柜检修规程2.1适用范围2.1.1本规程规定了整流设备及附属设备检修技术要求。2.1.2本规程适用于整流设备的检修。2.2整流柜的检修周期2.2.1整流柜的小修周期为1次/半年。2.2.2整流柜的中修检修周期为1次/年。2.2.3整流柜设备在运行过程中发生严重故障时，可根据故障实际情况随时进行设备的故障检修。2.2.4整流柜每月进行一次除尘清扫并进行水质化验，水阻小于500kΩ/cm2时，更换树脂罐内树脂。2.3硅整流器的检修项目2.3.1整流器的小修检修项目。2.3.1.1清扫硅整流器及冷却设备。2.3.1.2检查硅整流元件。2.3.1.3检查各紧固部位。2.3.1.4检查硅整流设备及水冷却设备的仪表、继电器、电磁阀等。2.3.1.5检查膨胀水箱，加水。2.3.1.6每月对整流柜进行一次吹灰清扫。2.3.1.7每半年对整流柜进行均流测试。2.3.2整流器的中修检修项目。2.3.2.1整流器的中修检修项目包括整流器的小修检修项目内容。2.3.2.2整流器硅元件均流特性测试。2.3.2.3整流器整流设备与冷却设备控制信号、保护系统检查试验。2.3.2.4更换冷却系统的树脂。2.4整流器检修内容及检修技术要求2.4.1小修2.4.1.1检查硅整流元件应完好无损、接触面良好，快熔完好。2.4.1.2检查各电器连接部分应连接紧固、接触良好、无过热现象，检查各管道联接部分连接紧密无介质渗漏。2.4.1.3检查硅整流器设备的仪表、继电器以及其它的电器元件应完整、指示正常、动作可靠、操作准确。2.4.1.4检查机械传动装置运动应灵活可靠、无磨擦卡滞。2.4.1.5检查水泵电动机转动正常。2.4.1.6参照水电阻指示，必要时更换树脂缸内树脂。2.4.2中修2.4.2.1整流器的中修检修内容包括整流器小修检修内容。2.4.2.2检查整流器设备与冷却设备的控制、信号保护系统。2.4.2.3更换冷却系统的树脂罐中树脂。2.4.2.4检测硅整流器的电流平衡系数，检测标准为：2.4.2.4.1整流器各臂内元件间电流平衡系数达0.85以上。3动力变检修试验规程3.1适用范围3.1.1本规程规定了整流所动力变压器检修技术要求3.1.2本规程适用于整流所110KV动力变压器。3.2检修周期3.2.1设备小修每年秋季进行一次。3.2.2设备中修每年春季进行一次。3.2.3运行中的变压器可根据设备中小修各项检查结果，决定是否需要停电进入内部检查或实施变压器大修。3.2.4设备特殊情况如存在缺陷隐患随生产需要进行临时检修试验。3.3设备小修内容3.3.1设备清扫检查；3.3.2有载开关机构检查。3.3.3油风冷却检查。3.3.4变压器控制、信号、保护系统检查。3.3.5绝缘油色谱分析。3.4设备中修内容3.4.1设备检查清扫。3.4.2绝缘油中溶解气体色谱分析。3.4.3绝缘油简化试验。3.4.4绕组直流电阻测量。3.4.5绕组绝缘电阻吸收比极化指数测量。3.4.6绕组的介损测量。3.4.7绕组直流泄漏电流测量。3.4.8二次回路绝缘电阻测量。3.4.9有载开关机构检查。3.4.10油风冷却器检查。3.4.11变压器控制、信号、继电保护系统检查。3.5变压器大修内容3.5.1更换变压器密封垫。3.5.2设备检查清扫。3.5.3变压器铁芯，绕组检查。3.5.4绕组直流电阻测量。3.5.5绕组绝缘电阻、吸收比、极化指数测量。3.5.6绕组的介损测量。3.5.7铁芯的绝缘电阻测量。3.5.8铁芯直流泄漏电流测量。3.5.9二次回路绝缘测量。3.5.10有载开关的检查测量。3.5.11油风冷却器检查。3.5.12套管检查试验。3.5.13电流互感器检查试验。3.5.14气体继电器、温度表等仪表整定校验。3.5.15变压器控制信号保护系统检查。3.5.16绝缘油色谱分析。3.5.17绝缘油简化试验。3.5.18交流耐压试验。3.5.19穿芯螺杆夹件等的绝缘电阻测量。3.5.20空载电流和空载电压测量。3.5.21变压器的内部检查内容.3.5.21.1变压器铁芯检查.3.5.21.2变压器铁芯、夹件、支持固定物检查.3.5.21.3变压器绕组绝缘检查.3.5.21.4变压器有载开关检查。3.5.21.5绕组引线、开关引线联接部位检查。3.6检修试验方法、标准3.6.1设备检查清扫。3.6.1.1设备应清扫干净整洁，安装件齐全无缺损。3.6.1.2各连接紧固件应连接可靠，无松动锈蚀。3.6.1.3各转动传动部分动作灵活，无卡滞，润滑良好。3.6.1.4导电接触部分无过热，氧化，弧光灼伤现象，接触部分良好，无腐蚀变形。3.6.1.5仪表齐全，指针指示正常。3.6.1.6设备密封良好。3.6.1.7吸湿器内干燥剂无受潮失效。3.6.1.8设备定位牢固可靠。3.6.1.9接地完整可靠。3.6.2绝缘油中溶解气体色谱分析3.6.2.1气体含量超过下列任何一种时应引起注意并跟踪分析（委托供电局）。3.6.3油风冷却器检查各密封部位无渗漏，散热管无积尘挂物。3.6.4变压器控制保护信号系统检查3.6.4.1温度表、压力释放阀、瓦斯继电器信号传输线路完整，采样信息准确可靠。3.6.4.2有载开关信号传送准确可靠。3.6.5变压器铁芯检查3.6.5.1铁芯叠放整齐，压接良好无松动移位。3.6.5.2铁芯与夹件绝缘良好。3.6.5.3接地引出线完整可靠。3.6.5.4铁芯无过热现象。3.6.6变压器铁芯夹件支持固定物检查3.6.6.1支持固定物安装牢固可靠，无松动错位。3.6.6.2铁芯引线单点接地。3.6.7变压器绕组检查3.6.7.1绕组绝缘应完整无损。3.6.7.2绝缘物应无老化过热现象，绝缘物有足够弹性。3.6.7.3绝缘支撑物应牢固无松动无错位。3.6.7.4循环油道畅通无堵塞。3.6.7.5用新绝缘油清洗绕组去掉附着物。3.6.8有载开关检查3.6.8.1触头无烧损痕迹，屏蔽罩完整。3.6.8.2绝缘支架固定牢固。3.6.8.3引线包扎绝缘良好。3.6.8.4连接导电部位连接牢固无松动。3.6.9绕组引线、开关引线部位检查3.6.9.1引线绝缘良好，包扎固定安全牢固。3.6.9.2联接头无松动、过热现象。3.6.10套管电容、介损测量。3.6.11电流互感器检查试验。3.6.12交流耐压实验。3.6.13空载电流和空载电压测量；3.6.13.1低压侧电压输出值应与铭牌值相符；3.6.13.2一次加额定电压测量空载电流。4整流所SF6断路器检修试验规程4.1适用范围4.1.1本规程规定了整流所SF6断路器检修技术要求4.1.2本规程适用整流所露天站LW25断路器。4.2检修周期4.2.1设备小修每年秋季进行一次。4.2.2设备中修每年春季进行一次。4.2.3设备特殊情况，如运行存在隐患随生产需要进行临时检修试验。4.3小修内容4.3.1设备检查清扫；4.3.2SF6气体检漏。4.4中修内容4.4.1设备检查清扫。4.4.2SF6气体温度测量。4.4.3辅助回路和控制回路绝缘电阻测量。4.4.4分合闸电磁铁的动作电压测量。4.4.5主回路的接触电阻测量。4.4.6检查测量SF6气体的压力，SF6气体的检漏；如无泄漏，SF6气体湿度测量可延期为3年。4.4.7液压机构检修试验。4.5大修内容4.5.1设备检查清扫。4.5.2断路器解体，更换弧触头。4.5.3更换所有密封垫，组装断路器本体，断路器充合格的SF6气体。4.5.4SF6气体检漏。4.5.5辅助回路和控制回路绝缘电阻测量。4.5.6断路器速度特性测量。4.5.7断路器时间参数测量。4.5.8分合闸电磁铁的动作电压测量。4.5.9SF6气体密度继电器整定校验。4.5.10操作机构各种操作时的压力下降测量。4.5.11主回路的接触电阻测量。4.5.12油泵补压及零起打压时间测量。4.5.13慢分合闸试验。4.5.14液压系统动作特性油压值测量整定。4.6检修试验方法、标准4.6.1设备检查清扫。4.6.1.1设备应清扫干净、整洁，安装件齐全无缺损。4.6.1.2各连接紧固件应连接可靠，无松动锈蚀。4.6.1.3各转动传动部分动作灵活，无卡阻现象，润滑良好。4.6.1.4带电接触部分应无发热、氧化、弧光灼伤现象，接触部分良好，无腐蚀变形。4.6.1.5仪表齐全，指示正常。4.6.1.6液压系统油位正常，无渗漏。4.6.1.7接地完整可靠。4.6.2SF6气体湿度检测4.6.2.1灭弧室内SF6气体湿度大修后充气应不大于150×10.6ppm，运行中应不大于300×10.6（200C时体积分数）。4.6.2.2新安装或大修后的断路器1年内复测1次。4.6.2.3如SF6气体检测无泄漏，SF6气体湿度检测周期可延长3年。4.6.3辅助回路和控制回路绝缘电阻测量。4.6.3.1辅助回路和控制回路的绝缘电阻应大于2MΩ。4.6.3.2采用500V兆欧表测量。4.6.4分合闸电磁铁的运作电压测量4.6.4.1额定动作电压为220VDC。4.6.4.2分合闸电磁铁端电压在额定电压的80%时应可靠动作。4.6.5主回路接触电阻测量4.6.5.1主回路的接触电阻应不大于45uΩ。4.6.5.2测量时回路电流不小于100A。4.6.6检测SF6气体的压力，SF6气体检漏4.6.6.1额定压力为0.6Mpa200C。4.6.6.2在断路器各密封点用气体检漏仪检测SF6气体有无泄漏。4.6.7液压机构检修试验4.6.7.1液压机构转动传动部分应灵活可靠，无卡滞，锈蚀。4.6.7.2各机械、电气限位，设施齐全，动作可靠。4.6.7.3现场操作动作可靠。4.6.7.4箱体密封良好，防潮加热系统运行正常。4.6.7.5各管路边接无渗漏现象。4.6.7.6电气、机械连接牢固可靠。4.6.8断路器解体，更换弧触头4.6.8.1通过断路器慢合至刚合点，测量分闸状态至刚合点的距离，计算出超程，超程小于37mm时，表明弧触头烧去已大于100mm，断路器需解体，更换触头。4.6.8.2解体时，应先把灭弧室内SF6气体全部安全抽出。4.6.8.3断路器解体时，需设备生产专业技术人员指导下操作。5整流所10KV补偿装置检修试验规程5.1适用范围5.1.1本规程规定了整流所整流机组10KV补偿装置检修技术要求。5.1.2本规程适用于整流所整流机组10KV补偿装置。5.2检修周期5.2.1设备小修每年秋季进行一次。5.2.2设备中修每年春季进行一次。5.2.3设备特殊情况，如存在缺陷隐患随生产需要进行临时检修试验。5.3小修内容5.3.1设备检查清扫。5.3.2保护控制信号系统试验传动。5.4中修内容5.4.1设备检查清扫。5.4.2继电保护控制系统传动试验。5.4.3辅助回路和控制回路绝缘电阻测量。5.4.4主回路断路器的特性测试。5.4.5组合式开关柜交流耐压试验。5.4.6电抗器检查试验。5.4.7电容器检查试验。5.4.8氧化钵避雷器检查试验。5.5检修内容要求5.5.1设备检查清扫。5.5.1.1设备应清扫干净、整洁，安装件齐全无缺损。5.5.1.2各连接紧固件应连接可靠，无松动锈蚀。5.5.1.3各转动传动部分动作灵活，无卡滞，润滑良好。5.5.1.4导电接触部分应无过热，氧化，弧光灼现象，接触部分良好，无腐蚀变形。5.5.1.5仪表齐全，指示正常。5.5.1.6电容器绝缘油无渗漏。5.5.1.7接地完整可靠。5.5.2组合式开关柜交流耐压试验5.5.3辅助回路和控制回路绝缘电阻测量。500V或1000V兆欧表测试，绝缘电阻大于2兆欧。5.5.4继电保护控制系统传动试验。各项保护、信号按定值传动，动作正常。6整流所氧化锌避雷器检修试验规程6.1适用范围6.1.1本规程规定了整流所氧化锌避雷器检修技术要求。6.1.2本规程适用于整流所氧化锌避雷器。6.2检修周期6.2.1设备小修每年秋季进行一次。6.2.2设备中修每年春季进行一次。6.2.3设备特殊情况，如存在缺陷隐患时随生产需要进行临时性检修。6.3小修内容6.3.1设备检查清扫。6.3.2放电计数器的检查。6.4中修内容6.4.1设备检查清扫。6.4.2绝缘电阻测量。6.4.3运行电压下的交流泄漏电流测量。6.4.4放电计数器的检查。6.5检修试验方法及标准6.5.1设备检查清扫6.5.1.1设备清扫干净、整洁，各附件齐全完整。6.5.1.2各连接部位连接牢固紧密，无锈蚀。6.5.1.3电器线路连接牢固可靠，连接面光洁无氧化过热现象。6.5.1.4接地设施连接正确可靠。6.5.2绝缘电阻测量6.5.2.1采用2500V兆欧表测量，绝缘电阻应在2500兆欧以上。6.5.2.2测量值应与历次测量值无明显差别。6.5.3运行电压下的交流泄漏电流测量6.5.3.1测量运行电压下电流，测量值应于初始值比较应无明显变化。6.5.3.2测量应在瓷件表面干燥时进行。6.5.4测量电流导线应采用屏蔽导线6.5.5放电计数器检查6.5.5.1计数器应能够可靠动作。6.5.5.2检修完毕后计数器应恢复零位。7整流所隔离开关检修试验规程7.1适用范围7.1.1本规程规定了整流所隔离开关检修技术要求。7.1.2本规程适用于整流所露天站GW4型隔离开关。7.2检修周期7.2.1设备检修随母线检修时酌情进行。7.2.2设备特殊情况，如存在缺陷隐患，随生产需要进行临时检修试验。7.3检修内容7.3.1设备检查清扫。7.3.2绝缘子绝缘电阻测量。7.3.3二次回路的绝缘电阻测量。7.3.4电动开合试验。7.3.5手动开合试验。7.3.6电动操作机构箱检修试验。7.4检修试验方法、标准7.4.1设备检查清扫7.4.1.1设备应清扫干净整洁，安装件齐全无缺损。7.4.1.2各联结紧固件应连接可靠无松动，锈蚀。7.4.1.3各转动，传动部分动作灵活、无卡滞、润滑良好。7.4.1.4导电接触部分应无过热氧化弧光灼伤现象，接触部分良好无腐蚀变形。7.4.1.5接地完整可靠。7.4.2绝缘子绝缘电阻测量7.4.2.1采用2500V兆欧表测量。7.4.2.2二次回路绝缘电阻测量。7.4.2.2.1对控制回路，信号回路等测量绝缘电阻值应大于2兆欧。7.4.2.2.2用500V兆欧表。7.4.3电动开合试验7.4.3.1电动操做隔离开关的开合，操作的开合应灵活可靠，触头指接触良好。7.4.3.2隔离开关合位置后，导电板、触头、应在一条直线上。7.4.4手动开合试验7.4.4.1用力矩操作杆进行手动操作。7.4.4.2测量力距为180N.m。7.4.5电动机构箱检修试验7.4.5.1检修电动机箱密封良好，加热防潮系统运行可靠。7.4.5.2用500V兆欧表测量控制回路绝缘电阻不低于2兆欧。7.4.5.3机构箱内传动、转动部分接触良好，无卡滞。7.4.5.4润滑部位润滑良好。7.4.5.5电机限位保护装置运作可靠。7.4.5.6机构连接部分连接牢固无松动锈蚀。7.4.5.7接地正确可靠。8整流所接地开关检修试验规程8.1适用范围8.1.1本规程规定整流所露天站接地开关检修技术要求。8.1.2本规程适用整流所露天站接地开关检修。8.2检修周期8.2.1设备小修每年秋季进行一次。8.2.2设备中修每年春季进行一次。8.2.3设备特殊情况，如存在缺陷隐患随生产需要进行临时检修试验。8.3小修内容8.3.1设备检查清扫。8.3.2开合试验。8.4中修内容8.4.1设备检查清扫。8.4.2开合试验。8.4.3二次回路绝缘测试。8.5检修试验方法、标准8.5.1设备检查清扫8.5.1.1设备应清扫干净整洁，各安装件齐全无缺损。8.5.1.2各连接紧固件应连接可靠，无松动锈蚀。8.5.1.3各转动、传动部分动作灵活可靠、无卡滞、润滑良好。8.5.1.4导电接触部分无过热氧化弧光灼伤现象，接触部分无腐蚀变形。8.5.1.5接地完整可靠。8.5.2开合实验8.5.2.1手动操作接地开关的开合应灵活。8.5.2.2开关合位置时，接触部分及接地导电板接触良好。8.5.2.3隔离开关与接地开关的操作闭锁装置良好齐全。8.5.2.4电器限位、保护、闭锁装置动作可靠。8.5.3二次回路绝缘测试8.5.3.1用500V兆欧表测量二次回路、辅助接点等绝缘电阻不低于2兆欧。9变压器检修规程9.1适用范围本规程适用于公司所有变压器的检修工艺规程9.2变压器规格及数量我车间110KV站管辖的变压器包括：两台110KV动力变压器和四台整流变压器以及12台10KV变压器。9.3变压器的大修项目及要求9.3.1变压器的大修周期9.3.1.1变压器一般在投入运行后5年内和以后每间隔10年大修再一次。9.3.1.2箱沿焊接的全密封变压器或制造厂另有规定者，若经过试验与检查并结合运行情况，判定有内部故障或本体严重渗漏时，才进行大修。9.3.1.3在电力系统中运行的主变压器当承受出口短路后，经综合诊断分析，可考虑提前大修。9.3.1.4运行中的变压器，当发现异常状况或经试验判明有内部故障时，应提前进行大修；运行正常的变压器经综合诊断分析良好，经总工程师批准，可适当延长大修周期。9.3.1.2变压器的大修项目9.3.1.2.1吊开钟罩或吊出器身检修；9.3.1.2.2线圈、引线及磁（电）屏蔽装置的检修；9.3.1.2.3铁芯、铁芯紧固件（穿心螺杆、夹件、拉带、绑带等）、压钉、连接片及接地片的检修；9.3.1.2.4油箱及附件的检修，包括套管、吸湿器等；9.3.1.2.5冷却器、油泵、水泵、风扇、阀门及管道等附属设备的检修；9.3.1.2.6安全保护装置的检修；

9.3.1.2.1油保护装置的检修；9.3.1.2.7测温装置的校验,瓦斯继电器的校验；9.3.1.2.8操作控制箱的检修和试验；9.3.1.2.9无励磁分接开关和有载分接开关的检修；9.3.1.2.10全部密封胶垫的更换和组件试漏；9.3.1.2.11必要时对器身绝缘进行干燥处理；9.3.1.2.12变压器油处理或换油；9.3.1.2.13清扫油箱并进行喷涂油漆；9.3.1.2.14大修后的试验和试运行；9.3.1.2.15可结合变压器大修一起进行的技术改造项目，如油箱机械强度的加强，器身内部接地装置改为外引接地，安全气道改为压力释放阀，高速油泵改为低速油泵，油位计的改进，储油柜加装密封装置，气体继电器加装波纹管接头。9.3.1.3变压器大修前的准备工作

9.3.1.3.1查阅历年大小修报告及绝缘预防性试验报告（包括油的化验和色谱分析报告），了解绝缘状况。

9.3.1.3.2查阅运行档案了解缺陷、异常情况，了解事故和出口短路次数，变压器的负荷。

9.3.1.3.3根据变压器状态，编制大修技术、组织措施，并确定检修项目和检修方案。

9.3.1.3.4变压器大修应安排在检修间内进行。当施工现场无检修间时，需做好防雨、防潮、防尘和消防措施，清理现场及其他准备工作。

9.3.1.3.5大修前进行电气试验，测量直流电阻、介质损耗、绝缘电阻及油试验。

9.3.1.3.6准备好备品备件及更换用密封胶垫。

9.3.1.3.7准备好滤油设备及储油灌。9.3.1.4大修现场条件及工艺要求9.3.1.4.1吊钟罩（或器身）一般宜在室内进行，以保持器身的清洁；如在露天进行时，应选在晴天进行；器身暴露在空气中的时间作如下规定：空气相对湿度不大于65%时不超过16h；空气相对湿度不大于75%时不超过12h；器身暴露时间从变压器放油时起计算直至开始抽真空为止。9.3.1.4.2为防止器身凝露，器身温度应不低于周围环境温度，否则应用真空滤油机循环加热油，将变压器加热，使器身温度高于环境温度5℃以上。9.3.1.4.3检查器身时应由专人进行，着装符合规定。照明应采用安全电压。不许将梯子靠在线圈或引线上，作业人员不得踩踏线圈和引线。9.3.1.4.4器身检查使用工具应由专人保管并编号登记，防止遗留在油箱内或器身上；在箱内作业需考虑通风。9.3.1.4.5拆卸的零部件应清洗干净，分类妥善保管，如有损坏应检修或更换。9.3.1.4.6拆卸顺序：首先拆小型仪表和套管，后拆大型组件；组装时顺序相反。9.3.1.4.7冷却器、压力释放阀（或安全气道）、净油器及储油柜等部件拆下后，应用盖板密封，对带有电流互感器的升高座应注入合格的变压器油（或采取其他防潮密封措施）。9.3.1.4.8套管、油位计、温度计等易损部件拆后应妥善保管，防止损坏和受潮；电容式套管应垂直放置。9.3.1.4.9组装后要检查冷却器、净油器和气体继电器阀门，按照规定开启或关闭。9.3.1.4.10对套管升高座，上部管道孔盖、冷却器和净油器等上部的放气孔应进行多次排气，直至排尽，并重新密封好并擦油迹。9.3.1.4.11拆卸无励磁分接开关操作杆时，应记录分接开关的位置，并做好标记；拆卸有载分接开关时，分接头位置中间位置（或按制造厂的规定执行）。9.3.1.4.12组装后的变压器各零部件应完整无损。9.3.1.5现场起重注意事项9.3.1.5.1起重工作应分工明确，专人指挥，并有统一信号，起吊设备要根据变压器钟罩（或器身）的重量选择，并设专人监护。9.3.1.5.2起重前先拆除影响起重工作的各种连接件。9.3.1.5.3起吊铁芯或钟罩（器身）时，钢丝绳应挂在专用吊点上，钢丝绳的夹角不应大于60℃，否则应采用吊具或调整钢丝绳套。吊起离地100mm左右时应暂停，检查起吊情况，确认可靠后再继续进行。9.3.1.5.4起吊或降落速度应均匀，掌握好重心，并在四角系缆绳，由专人扶持，使其平稳起降。高、低压侧引线，分接开关支架与箱壁间应保持一定的间隙，以免碰伤器身。当钟罩（器身）因受条件限制，起吊后不能移动而需在空中停留时，应采取支撑等防止坠落措施。9.3.1.5.5吊装套管时，其倾斜角度应与套管升高座的倾斜角度基本一致，并用缆绳绑扎好，防止倾倒损坏瓷件。9.3.2变压器的大修9.3.2.1大修工艺流程修前准备→办理工作票，拆除引线→电气、油备试验、绝缘判断→部分排油拆卸附件并检修→排尽油并处理，拆除分接开关连接件→吊钟罩（器身）器身检查，检修并测试绝缘→受潮则干燥处理→按规定注油方式注油→安装套管、冷却器等附件→密封试验→油位调整→电气、油务度验→结束9.3.2.1.1变压器大修时按工艺流程对各部件进行检修，部件检修工艺如下：1)绕组检修a)检查相间隔板和围屏（宜解体一相），围屏应清洁无破损，绑扎紧固完整，分接引线出口处封闭良好，围屏无变形、发热和树枝状放电。如发现异常应打开其他两相围屏进行检查，相间隔板应完整并固定牢固。b)检查绕组表面应无油垢和变形，整个绕组无倾斜和位移，导线辐向无明显凸出现象，匝绝缘无破损。c)检查绕组各部垫块有无松动，垫块应排列整齐，辐向间距相等，支撑牢固有适当压紧力。d)检查绕组绝缘有无破损，油道有无被绝缘纸、油垢或杂物堵塞现象，必要时可用软毛刷（或用绸布、泡沫塑料）轻轻擦拭；绕组线匝表面、导线如有破损裸露则应进行包裹处理。e)用手指按压绕组表面检查其绝缘状态，给予定级判断，是否可用。2)引线及绝缘支架检修a)检查引线及应力锥的绝缘包扎有无变形、变脆、破损，引线有无断股、扭曲，引线与引线接头处焊接情况是否良好，有无过热现象等。b)检查绕组至分接开关的引线长度、绝缘包扎的厚度、引线接头的焊接（或连接）、引线对各部位的绝缘距离、引线的固定情况等。c)检查绝缘支架有无松动和损坏、位移，检查引线在绝缘支架内的固定情况，固定螺栓应有防松措施，固定引线的夹件内侧应垫以附加绝缘，以防卡伤引线绝缘。d)检查引线与各部位之间的绝缘距离是否符合规定要求，大电流引线（铜排或铝排）与箱壁间距一般不应小于100mm，以防漏磁发热，铜（铝）排表面应包扎绝缘，以防异物形成短路或接地。3)铁芯检修a)检查铁芯外表是否平整，有无片间短路、变色、放电烧伤痕迹，绝缘漆膜有无脱落，上铁轭的顶部和下铁轭的底部有无油垢杂物。b)检查铁芯上下夹件、方铁、绕组连接片的紧固程度和绝缘状况，绝缘连接片有无爬电烧伤和放电痕迹。为便于监测运行中铁芯的绝缘状况，可在大修时在变压器箱盖上加装一小套管，将铁芯接地线（片）引出接地。c)检查压钉、绝缘垫圈的接触情况，用专用扳手逐个紧固上下夹件、方铁、压钉等各部位紧固螺栓。d)用专用扳手紧固上下铁芯的穿心螺栓，检查与测量绝缘情况。e)检查铁芯间和铁芯与夹件间的油路。f)检查铁芯接地片的连接及绝缘状况，铁芯只允许于一点接地，接地片外露部分应包扎绝缘。g)检查铁芯的拉板和钢带应紧固，并有足够的机械强度，还应与铁芯绝缘。4)油箱检修a)对焊缝中存在的砂眼等渗漏点进行补焊。b)清扫油箱内部，清除油污杂质。c)清扫强油循环管路，检查固定于下夹件上的导向绝缘管连接是否牢固，表面有无放电痕迹。d)检查钟罩（或油箱）法兰结合面是否平整，发现沟痕，应补焊磨平。e)检查器身定位钉，防止定位钉造成铁芯多点接地。f)检查磁（电）屏蔽装置应无松动放电现象，固定牢固。g)检查钟罩（或油箱）的密封胶垫，接头良好，并处于油箱法兰的直线部位。h)对内部局部脱漆和锈蚀部位应补漆处理。5)整体组装a)整体组装前应做好下列准备工作：

Ⅰ彻底清理冷却器（散热器）、储油柜、压力释放阀（安全气道）、油管、升高座、套管及所有附件，用合格的变压器油冲洗与油直接接触的部件。

Ⅱ各油箱内部和器身、箱底进行清理，确认箱内和器身上无异物。

Ⅲ各处接地片已全部恢复接地。

Ⅳ箱底排油塞及油样阀门的密封状况已检查处理完毕。

Ⅴ工器具、材料准备已就绪。b)整体组装注意事项：

Ⅰ在组装套管、储油柜、安全气道（压力释放阀）前，应分别进行密封试验和外观检查，并清洗涂漆。Ⅱ有安装标记的零部件，如气体继电器、分接开关、高压、中压、套管升高座及压力释放阀（安全气道）等与油箱的相对位置和角度需按照安装标记组装。Ⅲ变压器引线的根部不得受拉、扭及弯曲。Ⅳ对于高压引线，所包绕的绝缘锥部分必须进入套管的均压球内，不得扭曲。Ⅴ在装套管前必须检查无励磁分接开关连杆是否已插入分接开关的拨叉内，调整至所需的分接位置上。Ⅵ各温度计座内应注以变压器油。c)器身检查、试验结束后，即可按顺序进行钟罩、散热器、套管升高座、储油柜、套管、安全阀、气体继电器等整体组装。6)真空注油110KV及以上变压器必须进行真空注油，其他变压器有条件时也应采用真空注油。真空注油应按下述方法（或按制造厂规定）进行，其原理示意见图3-1。操作步骤如下：油箱内真空度达到规定值保持2h后，开始向变压器油箱内注油，注油温度宜略高于器身温度。b)以3～5t/h速度将油注入变压器,距箱顶约220mm时停止,并继续抽真空保持4h以上。7)补油及油位调整变压器真空注油顶部残存空间的补油应经储油柜注入，严禁从变压器下部阀门注入。对于不同型式的储油柜，补油方式有所不同，现分述如下。胶囊式储油柜的补抽方法：Ⅰ进行胶囊排气，打开储油柜上部排气孔，对储油柜注油，直至排气孔出油。Ⅱ从变压器下部油阀排油，此时空气经吸湿器自然进入储油柜胶囊内部，使油位计指示正常油位为止。隔膜式储油柜的补油方法：Ⅰ注油前应首先将磁力油位计调整至零位，然后打开隔膜上的放气塞，将隔膜内的气体排除，再关闭放气塞。Ⅱ对储油柜进行注油并达到高于指定油位置，再次打开放气塞充分排除隔膜内的气体，直到向外溢油为止，并反复调整达到指定位置。Ⅲ如储油柜下部集气盒油标指示有空气时，应经排气阀进行排气。油位计带有小胶囊的储油柜的补油方法：Ⅰ储油柜未加油前，先对油位计加油，此时需将油表呼吸塞及小胶囊室的塞子打开，用漏斗从油表呼吸塞座处加油，同时用手按动小胶囊，以使囊中空气全部排出。Ⅱ打开油表放油螺栓，放出油表内多余油量（看到油表内油位即可），然后关上小胶囊室的塞子。9.3.2.2变压器干燥9.3.2.2.1变压器是否需要干燥的判断变压器大修时一般不需要干燥，只有经试验证明受潮，或检修中超过允许暴露时间导致器身绝缘下降时，才考虑进行干燥，其判断标准如下：tgδ在同一温度下比上次测得的数值增高30%以上，且超过部颁预防性试验规程规定时。绝缘电阻在同一温度下比上次测得数值降低30%以上，35KV及以上的变压器在10～30℃的温度范围内吸收比低于1.3和极化指数低于1.5。9.3.2.2.2干燥的一般规定

1)设备进行干燥时，必须对各部温度进行监控。当不带油利用油箱发热进行干燥时，箱壁温度不宜超过110℃，箱底温度不得超过110℃，绕组温度不得超过95℃；带油干燥时，上层油温不得超过85℃，热风干燥时，进风温度不得超过100℃。2)采用真空加温干燥时，应先进行预热，抽真空时，先将油箱内抽成，负0.02MPa，然后按每小时均匀地增高-0.0067MPa至真空度为99.7%以上为止，泄漏率不得不大于27Pa/h。抽真空时应监视箱壁的弹性变形，其最大值不得超过壁厚的两倍。预热时，应使各部分温度上升均匀，温差应控制在10℃以下。3)在保持温度不变的情况下，绕组绝缘电阻值的变化应符合绝缘干燥曲线，并持续12h保持稳定，且无凝结水产生时，可以认为干燥完毕，也可采用测量绝缘件表面的含水量来判断干燥程度，其含水量应不大于1%。4)干燥后的变压器应进行器身检查，所有螺栓压紧部分应无松动，绝缘表面应无过热等异常情况，如不能及时检查时，应先注以合格油，油温可预热至50～60℃，绕组温度应高于油温。9.3.2.3滤油9.3.2.3.1压力式滤油1)采用压力式滤油机可过滤油中的水分和杂质，为提高滤油速度和质量，可将油加温至50～60℃。2)滤油机使用前应先检查电源情况、滤油机及滤网是否清洁，滤油纸必须经干燥，滤油机转动方向必须正确。3)启动滤油机应先开出油阀门，后开进油阀门，停止时操作顺序相反；当装有加热器时，应先启动滤油机，当油流通过后，再投入加热器，停止时操作顺序相反。滤油机压力一般为0.25～0.4MPa，最大不超过0.5MPa。9.3.2.3.2真空滤油1)真空滤油机将油罐中的油抽出，经加热器加温，并喷成油雾进入真空罐。油中水分蒸发后被真空泵抽出排除，真空罐下部的油抽入储油罐再进行处理，直至合格为止。操作步骤如下：a)开启储油罐进、出油阀门，投入电源。b)启动真空泵开启真空泵处真空阀，保持真空罐的高真空度。c)打开进油阀，启动进油泵，真空罐油位观察窗可见油位时，打开出油泵阀门启动出油泵使油循环，并达到自动控制油位。d)根据油温情况可投入加热器。e)停机时，先停加热器5min，待加热器冷却后停止真空泵，然后关闭进油阀，停止进油泵，关闭真空泵，开启真空罐空气阀，破坏其真空，待油排净后，停油泵并关出油阀。9.3.3变压器的小修变压器小修至少每年一次。9.3.3.1变压器小修项目1)处理已发现的缺陷；2)放出储油柜积污器中的污油；3)检修油位计，调整油位；4)检修冷却装置：包括油泵、风扇、油流继电器，必要时吹扫冷却器管束；5)检修安全保护装置：包括储油柜、压力释放阀（安全气道）、气体继电器等；6)检修油保护装置；7)检修测温装置：包括压力式温度计、电阻温度计（绕组温度计）、棒形温度计等；8)检修调压装置、测量装置及控制箱，并进行调试；9)检查接地系统；10)检修全部阀门和塞子，全面检查密封状态，处理渗漏油；11)清扫油箱和附件，必要时进行补漆；12)清扫外绝缘和检查导电接头（包括套管将军帽）；13)按有关规程规定进行测量和试验。9.3.3.2变压器附件和检修9.3.3.2.1纯瓷套管检修1)检查瓷套有无损坏；2)套管解体时，应依次对角松动法兰螺栓；3)拆卸瓷套前应先轻轻晃动，使法兰与密封胶垫间产生缝隙后再拆下瓷套；4)拆导电杆和法兰螺栓前，应防止导电杆摇晃损坏瓷套，拆下的螺栓应进行清洗，丝扣损坏的应进行更换或修整；5)取出绝缘筒（包括带覆盖层的导电杆）擦除油垢，绝缘筒及在导电杆表面的覆盖层应妥善保管（必要时应干燥）；6)检查瓷套内部，并用白布擦试，在套管外侧根部根据情况喷涂半导体漆；7)有条件时，应将拆下的瓷套和绝缘件送入干燥室进行轻度干燥，然后再组装；8)更换新胶垫，位置要放正；9)将套管垂直放置于套管架上，安装时与拆卸顺序相反，注意绝缘筒与导电杆相互之间的位置，中间应有固定圈防止窜动，导电杆处于瓷套的中心位置。9.3.3.2.2充油套管检修1)更换套管油，步骤如下：a)放出套管中的油；b)用热油（温度60～70℃）循环冲洗后放出，至少循环三遍；c)抽真空后注入合格的变压器油。2)套管解体，其步骤如下：a)放出内部的油；b)拆卸上部接线端子；c)拆卸油位计上部压盖螺栓，取下油位计；d)拆卸上瓷套与法兰连接螺栓，轻轻晃动后，取下上瓷套；e)取出内部绝缘筒；f)拆卸下瓷套与导电杆连接螺栓，取下导电杆和下瓷套，要防止导电杆晃动损坏瓷套。3)油纸电容型套管检修电容芯轻度受潮时，可用热油循环，将送油管接到套管顶部的油塞孔上，回油管接到套管尾端的放油孔，通过不高于80℃的热油循环，使套管的tgδ值达到正常数值为止。变压器在大修过程中，油纸电容型套管一般不作解体检修，只有在套管tgδ不合格，需要进行干燥或套管本身存在严重缺陷，不解体无法消除时才分解检修，其检修工艺如下：a)准备工作Ⅰ检修前先进行套管本体及油的绝缘试验，以判断绝缘状态；Ⅱ套管垂直置于专用的作业架上，中部法兰与作业架用螺栓固定4点，使之成为整体；Ⅲ放出套管内的油，按图2-4-3所示将下瓷套用双头螺栓或紧线钩固定在工作台上，以防解体时下瓷套脱落；Ⅳ拆下尾端均压罩，用千斤顶将套管顶紧，使之成为一体，将套管从上至下各结合处做上标记。b)解体检修Ⅰ拆下中部法兰处的接地和末屏小套管，并将引线头推入套管孔内；Ⅱ测量套管下部导管的端部至防松螺母间的尺寸，作为组装时参考；Ⅲ用专用工具卸掉上部将军帽，拆下储油柜；Ⅳ测量压缩弹簧的距离，作为组装依据，将上部四根压紧弹簧螺母拧紧后，再松导管弹簧上面的大螺母，拆下弹簧架；Ⅴ吊出上瓷套；Ⅵ吊住导管后，拆下底部千斤顶，拆下下部套管底座、橡胶封环及大螺母，吊住套管时不准转动，并使电容芯处于法兰套内的中心位置，勿碰伤电容芯；Ⅶ拆下下瓷套，然后吊出电容芯。c)清扫和检查Ⅰ用干净毛刷刷洗电容芯表面的油垢和杂质，再用合格的变压器油冲洗干净后，用皱纹纸或塑料布包好；Ⅱ擦拭上、下瓷套的内外表面；Ⅲ拆下油位计的玻璃油标，更换内外胶垫，油位计除垢后进行加热干燥，然后在内部刷绝缘漆，外部刷红漆，同时应更换放气塞胶垫；Ⅳ清扫中部法兰套筒内部和外部，并涂刷油漆，更换放油塞，更换接地小套管的胶垫；Ⅴ测量各法兰处的胶垫尺寸，以便配制。d)套管的干燥，当套管的tgδ值超标时需进行干燥处理，其步骤及注意事项如下：Ⅰ将干燥罐内部清扫干净，放入电容芯，使芯子与罐壁距离不小于200mm，并设置测温装置；Ⅱ测量绝缘电阻的引线，应防止触碰金属部件；Ⅲ干燥罐密封后先试抽真空，检查有无渗漏；Ⅳ当电容芯装入干燥罐后，进行密封加温，使电容芯保持在75～80℃；Ⅴ当电容芯温度达到要求后保持6h，再关闭各部阀门，进行抽真空；Ⅵ每6h解除真空一次，并通入干燥热风10～15min后重新建立真空度；Ⅶ每6h放一次冷凝水，干燥后期可改为12h放再一次；Ⅷ每2h作再一次测量记录（绝缘电阻、温度、电压、电流、真空度、凝结水等）；Ⅸ干燥终结后降温至40～50℃时进行真空注油。e)组装Ⅰ组装前应先将上、下瓷套及中部法兰预热至80～90℃，并保持3～4h以排除潮气；Ⅱ按解体相反顺序组装；Ⅲ按图3-1、3-2所示进行真空注油；Ⅳ注油时真空度残压应保持在133.3Pa以下，时间按照下表执行。抽真空时间

66～100220抽真空24浸油2～37～8保持8124)散热器检修a)风冷散热器的检修步骤如下：Ⅰ采用气焊或电焊对渗漏点进行补焊处理；Ⅱ带法兰盖板的上、下油室应打开其法兰盖板，清除油室内的焊渣、油垢，然后更换胶垫；Ⅲ清扫散热器表面，油垢严重时可用金属洗净剂（去污剂）清洗，然后用清水冲净凉干，清洗时管接头应可靠密封防止进水；Ⅳ用盖板将接头法兰密封，加油压进行试漏，标准为：片状散热器为0.05～0.1MPa,10h；管状散热器为0.1～0.15MPa,10h；Ⅴ用合格的变压器油对内部进行循环冲洗；Ⅵ重新安装散热器。5)更换密封胶垫，进行复装6)储油柜检修a)开放式储油柜的检修步骤如下：Ⅰ打开储油柜的侧盖，检查气体继电器联管是否伸入储油柜；Ⅱ清扫内外表面锈蚀及油垢并重新刷漆；Ⅲ清扫积污器、油位计、塞子等零部件；Ⅳ更换各部密封垫；Ⅴ重划油位计温度指示线。b)胶囊式储油柜的检修步骤如下：Ⅰ放出储油柜内的存油，取出胶囊，倒出积水，清扫储油柜；Ⅱ检查胶囊的密封性能并进行气压试验，压力应为0.02～0.03MPa，时间为12h（或浸泡在水池中检查有无冒气泡）应无渗漏；Ⅲ用白布擦净胶囊，从端部将胶囊放入储油柜，防止胶囊堵塞气体继电器联管，联管口应加焊挡罩；Ⅳ将胶囊挂在挂钩上，连接好引出口；Ⅴ更换密封胶垫，装复端盖。c)隔膜式储油柜的检修步骤如下：Ⅰ解体检修前可先充油进行密封试验，压力应为0.02～0.03MPa，时间为12h无渗漏；

Ⅱ拆下各部连管（吸湿管、注油管、排气管、气体继电器连管等）清扫干净，妥善保管，管口密封；Ⅲ拆下指针式油位计连杆，卸下指针式油位计；Ⅳ分解中节法兰螺栓，卸下储油柜上节油箱，取出隔膜清扫；Ⅴ清扫上下节油箱；Ⅵ更换密封胶垫；Ⅶ检修后按解体相反顺序进行组装。7)安全保护装置的检修a)安全气道的检修步骤如下：Ⅰ放油后将安全气道拆下进行清扫，去掉内部的锈蚀和油垢，并更换密封胶垫；Ⅱ内壁装有隔板，其下部装有小型放水阀门；Ⅲ上部防爆膜片等安装良好，均匀地拧紧法兰螺栓，防止膜片破损，防爆膜片应采用玻璃片，禁止使用薄金属片。不同安全气道管径下的玻璃片厚度参照下表。安全气道管径与玻璃厚度管径（mm）150200250玻璃片厚度（mm）2.534b)压力释放阀的检修步骤如下：Ⅰ从变压器油箱上拆下压力释放阀；Ⅱ清扫护罩和导流罩；Ⅲ检查各部连接螺栓及压力弹簧；Ⅳ进行动作试验，检查微动开关动作是否正确；Ⅴ更换密封胶垫。8)净油器的检修a)关闭净油器出口的阀门；b)打开净油器底部的放油阀，放尽内部的变压器油（打开上部的放气塞，控制排油速度）；c)拆下净油器的上盖板和下底板，倒出原有的吸附剂，用合格的变压器油将净油器内部和联管清洗干净；d)检查各部件应完整无损并进行清扫，检查下部滤网有无堵塞，洗净后更换胶垫，装复下盖板和滤网，密封良好；e)吸附剂的重量占变压器总油量的1%左右，经干燥并筛去粉末后，装至距离顶面50mm左右，装回上盖板并加以密封；f)打开净油器下部阀门，使油徐徐进入净油器，同时打开上部放气塞排气，直至冒油为止；g)打开净油器上部阀门，使净油器投入运行；9)磁力油位计的检修a)打开储油柜手孔盖板，卸下开口销，拆除连杆与密封隔膜相连接的绞链，从储油柜上整体拆下磁力油位计；b)检查传动机构是否灵活，有无卡轮、滑齿现象；c)检查主动磁铁、从动磁铁是否耦合和同步转动，指针指示是否与表盘刻度相符，否则应调节限位块，调整后将紧固螺栓锁紧，以防松脱；d)检查限位报警装置动作是否正确，否则应调节凸轮或开关位置；e)更换密封胶垫进行复装。9.3.4干式变压器检修9.3.4.1定期检查树脂浇注干式变压器是需要维护的，并不是完全免维护。应该定期清理变压器表面污秽。表面污秽物大量堆积，会构成电流通路，造成表面过热损坏变压器。在一般污秽状态下，半年清理一次，严重污秽状态下，应缩短清理时间，同时在清理污秽物时，紧固各个部位的螺栓，特别是导电连接部位。投运后的2～3个月期间进行第一次检查，以后每年进行一次检查。9.3.4.2检查的内容检查的内容包括：1)检查浇注型绕组和相间连接线有无积尘，有无龟裂，变色，放电等现象，绝缘电阻是否正常。2)检查铁芯风道有无灰尘，异物堵塞，有无生锈或腐蚀等现象。3)检查绕组压紧装置是否松动。4)检